JP6177763B2 - 蓄電池の制御方法、蓄電池の制御装置及び電力制御システム - Google Patents

Description

本発明は、蓄電池の制御方法、蓄電池の制御装置及び電力制御システムに関し、例えば蓄電池としてナトリウム−硫黄電池を用いた場合に好適な蓄電池の制御方法、蓄電池の制御装置及び電力制御システムに関する。

一般に、電力系統の周波数調整、電力系統の需用電力と供給電力の調整は、系統内の複数の発電機や蓄電池により実施される。また、自然エネルギー発電装置からの発電電力と計画出力電力との差の調整や、自然エネルギー発電装置からの発電電力の変動緩和も、複数の発電機や蓄電池により実施される。蓄電池は、一般的な発電機に比べて、高速に出力電力を変更することができ、電力系統の周波数調整、自然エネルギー発電装置からの発電電力と計画出力電力との差の調整、電力系統の需用電力と供給電力の調整に有効である。

そして、電力系統に接続される高温動作型の蓄電池として、例えばナトリウム−硫黄電池（以下、ＮＡＳ電池と記す）が挙げられる。このＮＡＳ電池は、活物質である金属ナトリウム及び硫黄が固体電解質管により隔離収納された構造の高温二次電池であり、２９０〜３５０℃の高温に加熱されると、溶融された両活物質の電気化学反応により、所定のエネルギーが発生する。そして、通常、ＮＡＳ電池は、複数の単電池を立設集合した電池モジュールの形で用いられている。

このような高温動作型の蓄電池は、電池モジュール内部の温度を動作温度（２９０〜３５０℃）に維持する必要がある。電池モジュールの温度を動作温度に保つための熱は、電池モジュールの容器に内蔵されたヒーターや、蓄電池自身（充放電時の電池セルや電池モジュール内の導電部品の発熱（ジュール熱））から供給するようにしている（特開２００４−０４７２０８号公報及び特開２０００−１８２６６２号公報参照）。特開２００４−０４７２０８号公報では、容器に断熱性を持たせることで、蓄熱効果を得るようにしている。

また、従来においては、特開２００４−１１１１２３号公報に記載された方法も挙げられる。この方法は、予め設定された充放電パターンで運転される場合は、電池自身の発熱量を予測し、電池モジュールの加熱のために供給されるヒーターへの電力量が少なくて済むように、予測された発熱量と電池モジュールの放熱量とがほぼ一致するように電池モジュールの断熱性が調整される。

ところで、停電時の電力源として高温動作型の蓄電池を使用する場合、待機状態の時間帯（平常時）の運転方法としては、以下の２つの方法がある。

第１の方法は、待機状態の時間帯にわたって蓄電池の満充電の状態を保持する方法である。この場合、図２５に示すように、停電時に備えて、蓄電池に対して充放電運転を行わずに、蓄電池の充電状態（ＳＯＣ）を常時１００％に維持する。これを実現するには、蓄電池の温度を動作温度（例えば３００℃）に常時維持する必要があるため、常時ヒーター電力を供給しなければならず、システムの効率が低下する。

第２の方法は、上述した特開２００４−１１１１２３号公報の手法を利用する方法である。ピークシフト等の負荷平準化の目的のために、図２６に示すように、蓄電池を予め設定された充放電パターンで充放電する。この場合、停電時の電源として使用するエネルギーを残しておくために、放電末に到達する前に放電を停止する。図２６では、７時から放電を開始して１６時に放電を停止し、２１時から充電を開始して、翌日の４時に充電を停止した例を示している。ＮＡＳ電池の場合、放電時は発熱反応、充電時は吸熱反応であるため、蓄電池温度は放電時に上昇し、充電時に低下する。ジュール熱は、放電時及び充電時とも発生し、蓄電池に供給されるため、ヒーター電力の供給は例えば６時から８時の間で済み、第１の方法よりも大幅に短くすることができる。

この第２の方法の場合、充放電時に蓄電池を加熱するために、ヒーターに供給する電力を少なくすることができるが、放電完了直後に、停電が発生した場合には、少ないエネルギーしか蓄電池に蓄えられておらず、停電時の電力供給源として使えるエネルギーが少なくなる。

本発明はこのような課題を考慮してなされたものであり、蓄電池を有効に活用して、電力系統の安定化に寄与させることができると共に、蓄電池へのヒーター電力を低減することができ、システム効率の向上を図ることができる蓄電池の制御方法、蓄電池の制御装置及び電力制御システムを提供することを目的とする。

［１］ 第１の本発明に係る蓄電池の制御方法は、電力系統に接続された高温動作型の蓄電池の制御方法において、前記蓄電池の温度が基準温度以下のときに、前記蓄電池に対して、予め設定された蓄電池の運転方法に基づく充放電電力に、連続した充電時間及び連続した放電時間がそれぞれ１時間以下の充放電サイクルに相当する充放電電力を加えた充放電電力で充放電を行うことで、前記蓄電池に熱エネルギーを供給することを特徴とする。

これにより、蓄電池へのヒーター電力を低減することができ、蓄電池のシステム効率の向上を図ることができる。ここで、蓄電池のシステム効率は以下の通りである。
ηｓｙｓ＝Ｅｄ／（Ｅｃ＋Ｅｈ）
ηｓｙｓ：システム効率（％）
Ｅｄ：期間Ｔの放電電力量合計（Ｗｈ）
Ｅｃ：期間Ｔの充電電力量合計（Ｗｈ）
Ｅｈ：期間Ｔのヒーターの消費電力量合計（Ｗｈ）
期間Ｔ：例えば１週間

［２］ 第１の本発明において、前記充放電サイクルによる前記蓄電池からの充放電電力は、前記電力系統の周波数と基準周波数との偏差に比例した偏差信号に基づいた充放電電力であってもよい。この場合、電力系統の周波数の安定化に寄与することができる。

［３］ 第１の本発明において、前記充放電サイクルによる前記蓄電池からの充放電電力は、前記電力系統の発電電力と需用電力との差に基づく偏差信号に基づいた充放電電力であってもよい。系統管理者（系統管理装置）は、系統内の瞬時瞬時の需用電力を予測し、予想した需用電力に等しい電力が供給されるように、系統への供給電力を増減できる発電機や蓄電池の出力電力を調整する。このような、電力系統内の需用電力、供給電力を調整するための制御信号に基づいて蓄電池の充放電電力を調整してもよい。

［４］ 第１の本発明において、前記充放電サイクルによる前記蓄電池からの充放電電力は、前記電力系統に接続された自然エネルギー発電装置からの発電電力と計画出力電力との差に基づく偏差信号に基づいた充放電電力であってもよい。この場合、自然エネルギー発電装置の出力電力の安定化に寄与することができる。

［５］ ［２］〜［４］において、前記充放電サイクルによる前記蓄電池からの充放電電力は、前記偏差信号の高周波成分に基づいた充放電電力であってもよい。この場合、蓄電池のＳＯＣ（充電状態）の変動を最小限に抑制することができる。

［６］ この場合、前記高周波成分を、遮断周波数が１／３６００Ｈｚ以下であるハイパスフィルタにて抽出するようにしてもよい。

［７］ 第１の本発明において、前記充放電サイクルによる前記蓄電池への熱エネルギーの供給量を、前記充放電電力の平均振幅を増減させて調節するようにしてもよい。この場合、蓄電池の温度を適切な範囲に制御することができる。

［８］ 第１の本発明において、前記充放電サイクルによる前記蓄電池への熱エネルギーの供給量を、前記蓄電池の待機状態の時間帯のうち、前記充放電サイクルを行う時間と、前記充放電サイクルを行わない時間との比率を増減させて調節するようにしてもよい。この場合、蓄電池の温度を適切な範囲に制御することができる。

［９］ 第１の本発明において、前記予め設定された蓄電池の運転方法に基づく充放電電力に前記充放電サイクルに相当する充放電電力を加える制御による充放電での蓄電池の目標温度をＴｂ、前記蓄電池のヒーターを制御することによる前記蓄電池の目標温度をＴｃとしたとき、
Ｔｂ＞Ｔｃ
となるように設定するようにしてもよい。この場合、追加充放電電力による熱エネルギー供給を、ヒーターによる熱エネルギー供給よりも優先させることができるため、ヒーターによる電力損失を低減することができると共に、蓄電池を、周波数安定化のために有効に活用させることができる。

［１０］ 第１の本発明において、設定温度を、前記蓄電池の充放電運転を許容する温度上限となるように設定し、前記蓄電池の温度が、前記設定温度以上となった場合に、前記充放電サイクルに相当する充放電電力を加える制御を実施しないようにしてもよい。追加充放電電力を加える制御により、蓄電池の温度が上昇しすぎて、基本充放電（予め設定された蓄電池の運転方法に基づく充放電）ができなくなることを防止することができる。

［１１］ 第２の本発明に係る蓄電池の制御装置は、上述した第１の発明に係る蓄電池の制御方法を行うことを特徴とする。

これにより、蓄電池を有効に活用して、電力系統の安定化に寄与させることができると共に、蓄電池へのヒーター電力を低減することができ、システム効率の向上を図ることができる。

［１２］ 第３の本発明に係る電力制御システムは、上述した第２の本発明に係る蓄電池の制御装置を有し、前記電力系統の周波数が、前記電力系統に設置された周波数計測器から前記制御装置に入力されることを特徴とする。

［１３］ 第４の本発明に係る電力制御システムは、上述した第２の本発明に係る蓄電池の制御装置を有し、前記電力系統の周波数、又は、前記電力系統の周波数と基準周波数との偏差が、電力会社又は系統管理者から前記制御装置に入力されることを特徴とする。

［１４］ 第５の本発明に係る電力制御システムは、上述した第２の本発明に係る蓄電池の制御装置を有し、予め設定された蓄電池の運転方法が、電力系統が停電している時間帯に、前記蓄電池から負荷に電力を供給する運転であることを特徴とする。

［１５］ 第６の本発明に係る電力制御システムは、上述した第２の本発明に係る蓄電池の制御装置を有し、予め設定された蓄電池の運転方法が、負荷平準化のための運転であることを特徴とする。

［１６］ 第７の本発明に係る電力制御システムは、上述した第２の本発明に係る蓄電池の制御装置を有し、予め設定された蓄電池の運転方法が、自然エネルギー発電電力を平滑するための運転であることを特徴とする。

以上説明したように、本発明に係る蓄電池の制御方法、蓄電池の制御装置及び電力制御システムによれば、蓄電池を有効に活用して、電力系統の安定化に寄与させることができると共に、蓄電池へのヒーター電力を低減することができ、システム効率の向上を図ることができる。

添付した図面と協同する好適な実施の形態例の説明から、本発明に係る上記及び他の目的、特徴及び利点がより明らかになるであろう。

図１は、本実施の形態に係る電力制御システムが適用される電力系統の一例を示すブロック図である。 図２は、第１上位制御装置のブロック図である。 図３は、第１上位制御装置の処理動作を示すフローチャートである。 図４は、第１上位制御装置の処理動作による蓄電池の出力電力、ヒーター電力、蓄電池の温度、及び蓄電池のＳＯＣの推移を示す図である。 図５は、基本充放電電力値と追加充放電電力値から、指令充放電電力値を算出した１つの例を示す図である。 図６は、基本充放電電力値と追加充放電電力値から、指令充放電電力値を算出した他の例を示す図である。 図７は、第２上位制御装置（第３上位制御装置、第４上位制御装置）を示すブロック図である。 図８は、第２上位制御装置の処理動作を示すフローチャートである。 図９は、第２上位制御装置による比例係数の演算方式（比例制御）を示すブロック図である。 図１０は、第２上位制御装置による比例係数の演算方式（ＰＩＤ制御）を示すブロック図である。 図１１は、第２上位制御装置（第５上位制御装置）による充放電指令値の演算方式を示すブロック図である。 図１２は、第２上位制御装置の処理動作による周波数の偏差、温度の差分、比例係数（絶対値）及び指令充放電電力値の推移を示す図である。 図１３は、第２上位制御装置の処理動作による蓄電池の出力電力、ヒーター電力、蓄電池の温度、及び蓄電池のＳＯＣの推移を示す図である。 図１４は、第３上位制御装置（第５上位制御装置）による充放電指令値の演算方式の一例（ハイパスフィルタを使用）を示すブロック図である。 図１５は、偏差Δｆの時間の経過に伴う変化に低周波成分と高周波成分を含む場合の偏差Δｆ、指令充放電電力値、ヒーター電力、蓄電池の温度及び蓄電池のＳＯＣの推移を示す図である。 図１６は、偏差Δｆの時間の経過に伴う変化に低周波成分と高周波成分を含む場合において、高周波成分の偏差を抽出した場合の偏差ΔｆＨ、指令充放電電力値、ヒーター電力、蓄電池の温度及び蓄電池のＳＯＣの推移を示す図である。 図１７は、第４上位制御装置のフローチャートである。 図１８は、第４上位制御装置の処理動作による指令充放電電力値、ヒーター電力、蓄電池の温度、及び蓄電池のＳＯＣの推移を示す図である。 図１９は、本実施の形態に係る第５上位制御装置が適用される電力系統を示すブロック図である。 図２０は、第５上位制御装置の構成を示すブロック図である。 図２１は、第５上位制御装置の処理動作による電力値の偏差、蓄電池の温度、比例係数（絶対値）及び指令充放電電力値の推移を示す図である。 図２２は、本実施の形態に係る第６上位制御装置が適用される電力系統を示すブロック図である。 図２３は、第６上位制御装置の処理動作による第２連係発電システムの発電電力、蓄電池の出力電力、ヒーター電力、蓄電池の温度及び蓄電池のＳＯＣの推移を示す図である。 図２４は、本実施の形態に係る第７上位制御装置が適用される電力系統を示すブロック図である。 図２５は、高温動作型の蓄電池を使用する場合において、待機状態の時間帯（平常時）の運転方法（第１方法）による課題を示す図である。 図２６は、高温動作型の蓄電池を使用する場合において、待機状態の時間帯（平常時）の運転方法（第２方法）による課題を示す図である。

以下、本発明に係る蓄電池の制御方法、蓄電池の制御装置及び電力制御システムの実施の形態例を図１〜図２６を参照しながら説明する。

先ず、本実施の形態は、高温動作型の蓄電池の温度が基準温度以下のときに、蓄電池に対して、予め設定された蓄電池の運転方法に基づく充放電電力（基本充放電電力）に、連続した充電時間及び連続した放電時間がそれぞれ１時間以下の充放電サイクルに相当する充放電電力（追加充放電電力）を加えた充放電電力で充放電を行うことで、蓄電池に熱エネルギーを供給する。

基本充放電電力の充放電の目的（基本用途）は、本実施の形態に係る制御方法が適用される蓄電池が優先的に果たすべき用途であって、例えば停電時の電力源（停電時電源）としての用途、負荷平準を目的としたパターン運転での用途（負荷平準）、自然エネルギー発電電力の変動吸収や変動緩和を目的とする運転での用途（自然エネルギーの平滑化）等がある。

高温動作型の蓄電池は、本実施の形態では、ナトリウム硫黄電池を適用した場合を示しているが、その他、ナトリウム塩化ニッケル電池、ナトリウム溶融塩電池、リチウム硫化鉄電池等も適用することができる。

そして、本実施の形態に係る電力制御システム１０が適用される電力系統１２は、商用電力が提供される母線１４と、母線１４からの電力が供給される主配線１６と、主配線１６に接続される複数の負荷（第１負荷１８ａ及び第２負荷１８ｂ）並びに蓄電池２０とを有する。蓄電池２０は、１以上の電池ユニット２２にて構成される。図１では、代表的に１つの電池ユニット２２にて蓄電池２０を構成した例を示している。

主配線１６は主遮断器２４を介して母線１４と接続され、第１負荷１８ａは第１遮断器２４ａ及び第１変圧器２６ａを介して主配線１６に接続され、第２負荷１８ｂは第２遮断器２４ｂ及び第２変圧器２６ｂを介して主配線１６に接続されている。なお、母線１４の電力は電力センサ２８を通じて計測される。

電池ユニット２２は、複数の高温動作型の電池モジュール３０と、各電池モジュール３０を制御する電池制御装置３２とを有する。各電池モジュール３０には、複数の電池セル３４と、電池モジュール３０内の温度を検出する温度センサ３６と、熱エネルギーを供給するヒーター３８とを有する。また、電池ユニット２２には、該電池ユニット２２全体に蓄積された電気エネルギー、すなわち充電状態（ＳＯＣ：Ｓｔａｔｅ Ｏｆ Ｃｈａｒｇｅ）を求めるＳＯＣ演算部４０が接続されている。ＳＯＣ演算部４０での、電池ユニット２２のＳＯＣ演算方法としては、例えば電池セル３４の端子電圧により充電末を検出し、充電末の状態から、電池セル３４が充放電した電流を積算する方法がある。

そして、本実施の形態に係る電力制御システム１０は、電池ユニット２２に接続されたＰＣＳ４２（Ｐｏｗｅｒ Ｃｏｎｄｉｔｉｏｎｉｎｇ Ｓｙｓｔｅｍ）と、ＰＣＳ４２に対して充放電指令を出力する上位制御装置４４とを有する。

ＰＣＳ４２は、第３遮断器２４ｃを介して主配線１６に接続され、直交変換器４６と、該直交変換器４６のＡＣ端と第３遮断器２４ｃとの間に接続された第３変圧器２６ｃとを有し、上位制御装置４４からの充放電指令に従って蓄電池２０の充電及び放電を行う。蓄電池２０は、ＰＣＳ４２における直交変換器４６のＤＣ端に接続されている。

電池制御装置３２は、各電池モジュール３０の温度センサ３６からの温度情報に基づいてヒーター３８を制御する。ヒーター３８への電力は、主配線１６から第４変圧器２６ｄ及び電池制御装置３２を介して供給される。また、この電池制御装置３２は、温度センサ３６からの温度情報を上位制御装置４４に供給する。上述のＳＯＣ演算部４０は、ＳＯＣ情報を上位制御装置４４に供給する。

母線１４には、該母線１４を流れる電流の周波数（系統周波数ｆ）を検出する周波数計測器４８が設置され、この周波数計測器４８にて検出された周波数の情報は周波数計測器４８から上位制御装置４４に供給される。

なお、主遮断器２４、第１遮断器２４ａ〜第４遮断器２４ｃの開閉は、以下のように行われる。母線１４に電力が供給されている時間帯では、主遮断器２４、第１遮断器２４ａ〜第４遮断器２４ｃを閉じる（電気的に接続する）。反対に、例えば母線１４に電力が供給されていない時間帯、すなわち、電力系統１２が停電している時間帯では、第３遮断器２４ｃを閉じ（電気的に接続する）、主遮断器２４を開く（電気的に切断する）。第１遮断器２４ａ、第２遮断器２４ｂの開閉については、第１遮断器２４ａ及び第２遮断器２４ｂのうち、優先的に電力を供給したい負荷に対応した遮断器が閉じるように制御される。

次に、上位制御装置４４の構成並びに処理動作について図２〜図２４を参照しながら説明する。

先ず、第１の実施の形態に係る上位制御装置（第１上位制御装置４４Ａと記す）について図２〜図６を参照しながら説明する。図２に示すように、第１上位制御装置４４Ａは、予め設定された蓄電池２０の運転方法に基づく基本充放電電力値を出力する基本充放電電力出力部５０と、追加充放電電力値を演算して出力する追加充放電電力出力部５２と、基本充放電電力値と追加充放電電力値とから指令充放電電力値を演算してＰＣＳ４２に出力する充放電指令出力部５４とを有する。

例えば、蓄電池２０の運転方法が、蓄電池２０を停電時の電力源として使用する運転方法の場合、基本充放電電力出力部５０は電力系統１２の非停電時には０（零）を出力する。電力系統１２の停電時には、負荷が消費する電力と等しくなるような基本充放電電力値を出力する。上位制御装置４４は、電力系統１２の停電か非停電かを、母線１４に接続されている電圧センサ５５からの電圧値情報に基づいて判別する。

蓄電池２０の運転方法が、負荷平準を目的としたパターン運転である場合、基本充放電電力出力部５０は、予め設定された充放電パターンに応じた基本充放電電力値を出力する。例えば各時刻に対して、予め設定された充放電電力値を、基本充放電電力値として出力する。

蓄電池２０の運転方法が、自然エネルギー発電電力の変動吸収や変動緩和を目的とする運転である場合、基本充放電電力出力部５０は、自然エネルギー発電電力の変動を吸収又は緩和するような基本充放電電力値を出力する。

追加充放電電力出力部５２には、各電池モジュール３０内部に設けられた温度センサ３６からの温度情報、ＳＯＣ演算部４０からのＳＯＣ情報が入力され、電池モジュール３０の温度が基準温度（後述する設定温度Ｔａ）以下で、ＳＯＣが基準範囲内（例えば１０〜９０％）となったときに、０以外の追加充放電電力値を出力する。

充放電指令出力部５４は、基本充放電電力出力部５０が出力する基本充放電電力値と、追加充放電電力出力部５２が出力する追加充放電電力値を元に、指令充放電電力値を演算し、ＰＣＳ４２に出力する。

ここで、各電池モジュール３０の設定温度について説明すると、設定温度としては、上限温度Ｔｍａｘ２（例えば３４０℃）と、上限温度Ｔｍａｘ２以下の上限温度Ｔｍａｘ１（例えば３３０℃）と、上限温度Ｔｍａｘ１以下の設定温度Ｔａ（例えば３０５℃）と、設定温度Ｔａ以下の目標温度Ｔｂ（例えば３００℃）と、目標温度Ｔｂ以下の目標温度Ｔｃ（例えば２９５℃）とがある。

上限温度Ｔｍａｘ２は、蓄電池２０の充放電運転を許容する上限温度であって、この温度以上になると、蓄電池２０に対する充放電運転が強制的に停止される。上限温度Ｔｍａｘ１は、追加充放電電力を演算する上限温度であり、この温度以上になると、追加充放電電力値が０に設定される。設定温度Ｔａは、追加充放電電力値を０以外の値に設定するか否かを判断するための基準温度であり、この温度以下になると、追加充放電電力値が０以外の値に設定することを許容する。以下の説明では、設定温度Ｔａを基準温度Ｔａと記す。目標温度Ｔｂは、追加充放電による電池モジュール３０の目標温度である。目標温度Ｔｃは、ヒーター３８の加熱による電池モジュール３０の目標温度である。従って、電池制御装置３２は、目標温度Ｔｃ未満の電池モジュール３０のヒーター３８に電力を供給することで、該電池モジュール３０に熱エネルギーを供給して、該電池モジュール３０の温度を目標温度Ｔｃに近づけるようにする。

なお、上述した基本充放電電力出力部５０から出力される充放電パターンや、各種設定温度（上限温度Ｔｍａｘ１、Ｔｍａｘ２、基準温度Ｔａ、目標温度Ｔｂ、Ｔｃ）は、第１上位制御装置４４Ａ内の図示しないメモリに記憶される。

次に、第１上位制御装置４４Ａの処理動作を図３のフローチャートも参照しながら説明する。

先ず、図３のステップＳ１において、追加充放電電力出力部５２は、蓄電池２０の温度（電池モジュール３０内の温度）が基準温度Ｔａ（例えば３０５℃）以下であるか否かを判別する。この判別は、電池制御装置３２からの温度情報が示す温度と、基準温度Ｔａとを比較することによって行われる。蓄電池２０の温度が基準温度Ｔａ以下であれば、次のステップＳ２に進み、追加充放電電力出力部５２は、蓄電池２０のＳＯＣが基準範囲内であるか否かを判別する。この判別は、ＳＯＣ演算部４０からのＳＯＣ情報が示すＳＯＣ（百分率）と、基準範囲（例えば１０％以上、９０％以下）とを比較することによって行われる。蓄電池２０のＳＯＣが基準範囲内であれば、次のステップＳ３に進み、追加充放電電力出力部５２は、入力された温度情報（電池モジュール３０の内部温度）と目標温度Ｔｂとの差分に応じた追加充放電電力値を演算する。このとき、放電時間及び充電時間が、それぞれ数秒〜１時間程度となるように追加充放電電力値が設定される。

一方、ステップＳ１において、蓄電池２０の温度が基準温度Ｔａより高いと判別された場合は、あるいは、ステップＳ２において、蓄電池２０のＳＯＣが基準範囲外であると判別された場合は、ステップＳ４に進み、追加充放電電力出力部５２は、追加充放電電力値として０を充放電指令出力部５４に出力する。

上述のステップＳ３での処理あるいはステップＳ４での処理が終了した段階で、次のステップＳ５に進み、充放電指令出力部５４は、基本充放電電力値と追加充放電電力値とから、指令充放電電力値を演算し、得られた指令充放電電力値をＰＣＳ４２に出力する。その後、ステップＳ６に進み、第１上位制御装置４４Ａは、システム終了要求があるか否かを判別する。システム終了要求でなければステップＳ１に戻り、ステップＳ１〜Ｓ６の処理を繰り返し、システム終了要求があれば、第１上位制御装置４４Ａでの処理を終了する。

この第１の実施の形態では、蓄電池２０の温度Ｔが基準温度Ｔａ以下であり、且つ、蓄電池２０のＳＯＣが基準範囲内である場合に、蓄電池の温度Ｔと基準温度Ｔａとの差分に応じた追加充放電電力値が、基本充放電電力値に加えられ、その和を指令充放電電力値としてＰＣＳ４２に出力するようにしたので、図４に示すように、蓄電池２０の温度Ｔが基準温度Ｔａ以下になると、蓄電池２０に対して、連続した充電時間及び連続した放電時間がそれぞれ数秒〜１時間程度の充放電サイクルが繰り返し行われ、充放電サイクルに応じた電力が蓄電池２０から出力される。これによって、蓄電池２０に熱エネルギーが供給され、蓄電池２０の温度Ｔは目標温度Ｔｂ付近（目標温度Ｔｂ±５℃）を維持するようになる。従って、蓄電池２０のヒーター３８への電力（ヒーター電力）の供給は起動時以外は行われなくなり、蓄電池２０のシステム効率の向上を図ることができる。特に、充放電による熱供給は、ヒーター３８からの熱供給と違い、電池セル３４そのものが加熱されるので、電池セル３４を均一に加熱することができる。また、電池セル３４自身が発熱するため、電池セル３４の外部（電池モジュール３０の内部）のヒーター３８から熱供給する場合よりも、効率的に電池セル３４に熱供給することができる。しかも、連続した放電時間及び連続した充電時間がそれぞれ数秒〜１時間程度と短いため、１サイクルでの放電によるＳＯＣの低下が少なく、また、続く次のサイクルでその低下分を補うかたちとなるため、ＳＯＣの大幅な減少を回避することができ、ＳＯＣをほぼ一定（例えば８０％付近）に維持させることができる。なお、ステップＳ２での判別処理は、ＳＯＣが１００％近い場合や、０％に近い場合に、放電したりしないようにするための判別であるが、上述のように、ＳＯＣをほぼ一定に維持させることができるため、このステップＳ２の判別処理を省略してもよい。

ところで、概ね、｛充電電力量（充電電力の時間積分値）の絶対値＋放電電力量（放電電力の時間積分値）の絶対値｝が大きいほど、充放電により発生する蓄電池２０自身のジュール熱は多くなる（本実施の形態では、充電電力値及び充電電力量を負の値、放電電力値及び放電電力量を正の値としているので、充電電力量の絶対値、放電電力量の絶対値と記した）。

図５は、基本充放電電力値と追加充放電電力値から、指令充放電電力値を算出した例である。基本充放電電力に追加充放電電力を加えることで、指令充放電電力値の（充電電力量の絶対値＋放電電力量の絶対値）が、基本充放電電力値を指令充放電電力値とする場合よりも大きくなり、多くのジュール熱が蓄電池２０内で発生する。

すなわち、図５では、基本充放電電力値として、放電時間ｔ１にわたって＋０．１ＭＷ、充電時間ｔ２にわたって＋０．１ＭＷに設定していることから、充電電力量の絶対値＋放電電力量の絶対値は、０．１・ｔ１＋０．１・ｔ２ＭＷｈとなる。そして、基本充放電電力値として、放電時間ｔ１にわたって＋０．５ＭＷ、充電時間ｔ２にわたって−０．５ＭＷに設定した場合を想定すると、充電電力量の絶対値＋放電電力量の絶対値は、０．６・ｔ１＋０．４・ｔ２ＭＷｈとなり、明らかに、指令充放電電力値の（充電電力量の絶対値＋放電電力量の絶対値）が、基本充放電電力を指令充放電電力値とする場合よりも大きくなり、多くのジュール熱が蓄電池２０内で発生することがわかる。

これに対して、図６は、基本充放電電力値と追加充放電電力値から、充放電指令値を算出した例であるが、基本充放電電力値に追加充放電電力値を加えても、指令充放電電力値の（充電電力量の絶対値＋放電電力量の絶対値）は、基本充放電電力値を指令充放電電力値とする場合とあまり変わらない。

すなわち、図６では、基本充放電電力値として、放電時間ｔ１にわたって＋０．５ＭＷ、充電時間ｔ２にわたって＋０．５ＭＷに設定していることから、充電電力量の絶対値＋放電電力量の絶対値は、０．５・ｔ１＋０．５・ｔ２ＭＷｈとなる。そして、基本充放電電力値として、図５の例と同様に、放電時間ｔ１にわたって＋０．５ＭＷ、充電時間ｔ２にわたって−０．５ＭＷに設定した場合を想定すると、充電電力量の絶対値＋放電電力量の絶対値は、１．０・ｔ１ＭＷｈとなり、放電時間ｔ１と充電時間ｔ２とがほぼ同じであれば、指令充放電電力値の（充電電力量の絶対値＋放電電力量の絶対値）は、基本充放電電力値を指令充放電電力値とする場合とあまり変わらないことがわかる。

図６のように、基本充放電電力値が比較的大きい場合、蓄電池２０の温度Ｔが基準温度Ｔａ（例えば３０５℃）以下となる状態は発生しにくいが、発生したとしても、基本充放電電力値が比較的大きいことから、蓄電池２０の温度Ｔが上昇し、蓄電池２０の温度Ｔが基準温度Ｔａ以上に至る場合が多い。もしも、蓄電池２０の温度Ｔが基準温度Ｔａよりも低い状態で、且つ、図６の状態が継続する場合は、基本充放電電力値に追加充放電電力値を加えた場合の、指令充放電電力値の（充電電力量の絶対値＋放電電力量の絶対値）が、基本充放電電力を指令充放電電力値とする場合よりも大きくなるように、追加充放電電力値の振幅を大きくする。

次に、第２の実施の形態に係る上位制御装置（第２上位制御装置４４Ｂと記す）について、図７〜図１３を参照しながら説明する。

先ず、この第２の実施の形態において、基本用途は例えば停電時電源や負荷平準が挙げられる。また、追加充放電電力の充放電の目的（追加用途）は、他の調整手段と共に、第２の実施の形態に係る制御方法が適用される蓄電池が使用される用途であって、ここでは、例えば周波数調整、需給調整が挙げられる。

そして、第２上位制御装置４４Ｂは、図７に示すように、上述した基本充放電電力出力部５０、追加充放電電力出力部５２及び充放電指令出力部５４と、系統周波数ｆを取得する系統周波数取得部５６とを有する。追加充放電電力出力部５２は、蓄電池２０の温度（電池温度Ｔ）と目標温度Ｔｂ（例えば３００℃）との差分ΔＴに基づく比例係数Ｋを演算する比例係数演算部６０を有する。追加充放電電力出力部５２は、系統周波数ｆと基準周波数ｆａとの偏差Δｆ（偏差信号）に基づいて追加充放電電力値を演算して充放電指令出力部５４に出力する。

ここで、第２上位制御装置４４Ｂの処理動作を図８のフローチャートも参照しながら説明する。なお、図８は、後述する第５上位制御装置４４Ｅでの処理動作を説明する際にも使用される。

先ず、図８のステップＳ１０１において、追加充放電電力出力部５２は、比例係数の前回の更新時（前回の比例係数更新時）からの経過時間が、予め設定された比例係数の更新周期（比例係数更新周期）を経過したか否かを判別する。システム起動後、初めてこのステップＳ１０１を通る場合、あるいは、前回の比例係数更新時からの経過時間が比例係数更新周期を経過していれば、ステップＳ１０２に進み、追加充放電電力出力部５２は、電池温度Ｔが基準温度Ｔａ以下であるか否かを判別する。電池温度Ｔが基準温度Ｔａ以下であれば、次のステップＳ１０３に進み、追加充放電電力出力部５２は、蓄電池２０のＳＯＣが基準範囲内であるか否かを判別する。蓄電池２０のＳＯＣが基準範囲内であれば、次のステップＳ１０４に進み、比例係数演算部６０は、電池温度Ｔと目標温度Ｔｂとの差分ΔＴに基づく比例係数Ｋを演算する。

比例係数Ｋの演算方式について、図９及び図１０を参照しながら説明する。

最初に、比例制御の場合は、図９に示すように、先ず、減算器６２にて、電池温度Ｔと目標温度Ｔｂとの差分ΔＴ（＝Ｔ−Ｔｂ）をとり、該差分ΔＴと基準比例係数Ｋｐとを乗算器６４にて乗算して、今回の比例係数Ｋを得る。基準比例係数Ｋｐは、シミュレーションや実験等によって予め設定し、基準温度Ｔａ、目標温度Ｔｂの情報と共に、第２上位制御装置４４Ｂ内の図示しないメモリに記憶される。そして、比例係数Ｋの演算時に、メモリから目標温度Ｔｂ及び基準比例係数Ｋｐが読み出される。電池温度Ｔは、上述したように、電池制御装置３２から第２上位制御装置４４Ｂに供給される。数値例を示すと、電池温度Ｔが例えば２９５℃で、目標温度Ｔｂが３００℃であれば、これらの差分ΔＴは、２９５−３００＝−５℃となる。基準比例係数Ｋｐが例えば＋４であれば、比例係数Ｋは、−５×（＋４）＝−２０ＭＨ／Ｈｚとなる。

一方、ＰＩＤ制御の場合は、図１０に示すように、先ず、減算器６２にて、電池温度Ｔと目標温度Ｔｂとの差分ΔＴをとり、ＰＩＤ演算部６６にて、差分ΔＴと第１基準比例係数Ｋｐとの乗算、差分ΔＴの積分値と第２基準比例係数Ｋｉとの乗算、差分ΔＴの微分値と第３基準比例係数Ｋｄとの乗算を行い、さらにこれらの演算値を加算して、今回の比例係数Ｋを得る。第１基準比例係数Ｋｐ、第２基準比例係数Ｋｉ及び第３基準比例係数Ｋｄは、シミュレーションや実験等によって予め設定され、基準温度Ｔａ、目標温度Ｔｂの情報と共に、第２上位制御装置４４Ｂの図示しないメモリに記憶される。

一方、図８のステップＳ１０２において、追加充放電電力出力部５２が、電池温度Ｔが基準温度Ｔａより高いと判別した場合は、あるいは、ステップＳ１０３において、蓄電池２０のＳＯＣが基準範囲外であると判別した場合は、ステップＳ１０５に進み、比例係数演算部６０は、比例係数Ｋを０ＭＷ／Ｈｚとする。

ステップＳ１０４での処理あるいはステップＳ１０５での処理が終了した段階で、ステップＳ１０６に進み、比例係数演算部６０は、追加充放電電力出力部５２での追加充放電電力値の演算に用いられる比例係数Ｋとして、今回の比例係数（ステップＳ１０４あるいはステップＳ１０５にて得られた比例係数）に更新する。

ステップＳ１０６での処理が終了した段階、あるいは、ステップＳ１０１において、前回の比例係数更新時からの経過時間が比例係数更新周期を経過していないと判別された場合に、ステップＳ１０７に進み、追加充放電電力出力部５２は、系統周波数ｆと基準周波数ｆａとの偏差Δｆ（＝ｆ−ｆａ）及び比例係数Ｋに基づいて追加充放電電力値を演算する。その後、ステップＳ１０８において、充放電指令出力部５４は、基本充放電電力値と追加充放電電力値とから、指令充放電電力値Ｄを演算し、得られた指令充放電電力値ＤをＰＣＳ４２に出力する。

ここで、追加充放電電力値及び指令充放電電力値の演算方式について、図１１を参照しながら説明する。なお、図１１において、括弧書きにて示す変数Ｐａ、Ｐ１等は、後述する第５上位制御装置４４Ｅでの基本充放電電力値及び追加充放電電力値の演算方式を説明するために使用される。

図１１に示すように、先ず、減算器６８にて、系統周波数ｆと基準周波数ｆａとの差分Δｆをとり、該差分Δｆと上述の比例係数演算部６０にて得られた比例係数Ｋとを乗算器７０にて乗算することで追加充放電電力値Ｋ・Δｆが得られる。そして、この追加充放電電力値Ｋ・Δｆと基本充放電電力値Ｄｔとを加算器７２にて加算することで指令充放電電力値Ｄが得られる。系統周波数ｆは、母線１４に設置した周波数計測器４８から供給され、基準周波数ｆａは、メモリから読み出される。数値例を示すと、系統周波数ｆと基準周波数ｆａとの差分Δｆが−０．１Ｈｚ（系統周波数ｆ＜基準周波数ｆａの場合）、基本充放電電力値Ｄｔを０、比例係数Ｋを−２０ＭＷ／Ｈｚとしたとき、追加充放電電力値Ｋ・Δｆは、−０．１Ｈｚ×−２０ＭＷ／Ｈｚとなり、指令充放電電力値Ｄは、０＋（−０．１Ｈｚ×−２０ＭＷ／Ｈｚ）＝＋２ＭＷとなる。なお、加算器７２の後段にはリミッタ７４が接続される。リミッタ７４は、加算器７２にて得られた指令充放電電力値Ｄが蓄電池２０の許容最大出力電力を超えないように制限する。例えば蓄電池２０の許容最大出力電力が±１ＭＷであって、加算器７２にて得られた指令充放電電力値が＋２ＭＷの場合、＋１ＭＷに制限される。このリミッタ７４から出力される指令充放電電力値Ｄが、指令充放電電力値ＤとしてＰＣＳ４２に出力される。

図８のステップＳ１０５を経て比例係数Ｋが０に設定された場合、充放電指令出力部５４からは、基本充放電電力値Ｄｔが指令充放電電力値ＤとしてＰＣＳ４２に出力される。

そして、次のステップＳ１０９において、第２上位制御装置４４Ｂは、システム終了要求があるか否かを判別する。システム終了要求でなければステップＳ１０１に戻り、ステップＳ１０１〜Ｓ１０９の処理を繰り返し、システム終了要求があれば、第２上位制御装置４４Ｂでの処理を終了する。

上述の比例係数更新周期は、比例係数Ｋが更新された後、次に比例係数Ｋが更新されるまでの期間であり、例えば１分〜１時間の周期に設定される。この比例係数更新周期の期間において、比例係数Ｋは一定であるが、偏差Δｆは変化するため、追加充放電電力値は変化する。１つの指令充放電電力値が出力されてから次の指令充放電電力値が出力までの期間は例えば１〜４秒に設定される。

この第２上位制御装置４４Ｂでは、例えば図１２に示すように、ある比例係数更新時点ｔ１において、電池温度Ｔが基準温度Ｔａより高いことから、比例係数Ｋは０に設定され、追加充放電電力値は０ＭＷに設定される。これにより、例えば基準充放電電力値が０であれば、指令充放電電力値も０になることから、蓄電池２０に対する充放電処理は行われず、電池温度Ｔは低下することとなる。そして、比例係数更新周期Ｃａが経過した次の比例係数更新時点ｔ２において、電池温度Ｔが基準温度Ｔａ以下であることから、比例係数Ｋは、比例係数更新時点ｔ２での電池温度Ｔと目標温度Ｔｂとの差分ΔＴに応じた値Ｋａに設定され、追加充放電電力値は比例係数Ｋａと偏差Δｆに応じた値に設定され、基本充放電電力値Ｄｔと加算されて指令充放電電力値Ｄとして逐次出力されることになる。ＰＣＳ４２は、順次供給される指令充放電電力値Ｄに従って蓄電池２０を充放電する。この場合、系統周波数ｆ＜基準周波数ｆａ（偏差Δｆ＜０Ｈｚ）のときに放電が行われて、蓄電池２０から供給される直流電力は、直交変換器４６、第３変圧器２６ｃ及び第３遮断器２４ｃを介して主配線１６に交流電力として供給される。また、系統周波数ｆ＞基準周波数ｆａ（偏差Δｆ＞０Ｈｚ）のときに充電が行われ、蓄電池２０には、主配線１６からの交流電力が第３遮断器２４ｃ、第３変圧器２６ｃ及び直交変換器４６を介して直流電力として供給される。

この場合、比例係数Ｋが０ではない値Ｋａに設定されたことにより、蓄電池２０に対する追加充放電電力分の充放電が、基本充放電電力分の充放電に加えて実施されるため、比例係数Ｋが０の場合に比べて、多くの熱エネルギーが蓄電池２０に供給されることになる。

次の比例係数更新時点ｔ３においても、電池温度Ｔが基準温度Ｔａ以下であることから、比例係数Ｋは、比例係数更新時点ｔ３での電池温度Ｔと目標温度Ｔｂとの差分ΔＴに応じた値Ｋｂに設定され、指令充放電電力値Ｄは比例係数Ｋｂと偏差Δｆに応じた値に設定されて逐次出力されることになる。この場合、差分ΔＴが時点ｔ２での差分ΔＴよりも小さな値であるため、比例係数Ｋｂも比例係数Ｋａよりも小さな値に変更されている。従って、指令充放電電力値Ｄもそれに応じて小さな値となっている。

このように、この第２の実施の形態においても、図１３に示すように、蓄電池２０の温度Ｔが基準温度Ｔａ以下になると、蓄電池２０に対して、連続した充電時間及び連続した放電時間がそれぞれ数秒〜１時間程度の充放電サイクルが繰り返し行われ、充放電サイクルに応じた電力が蓄電池２０から出力される。これによって、蓄電池２０に熱エネルギーが供給され、蓄電池２０の温度Ｔは目標温度Ｔｂ付近（目標温度Ｔｂ±５℃）を維持するようになる。従って、蓄電池２０のヒーター３８への電力（ヒーター電力）の供給は起動時以外はほとんど行われなくなり、電力系統１２のシステムの効率を向上させることができる。しかも、連続した放電時間及び連続した充電時間がそれぞれ数秒〜１時間程度と短いため、ＳＯＣをほぼ一定（例えば８０％付近）に維持させることができる。

また、一連の充放電サイクルによる蓄電池２０からの充放電電力は、系統周波数ｆと基準周波数ｆａとの偏差Δｆに比例した充放電電力であり、しかも、この充放電電力は第３遮断器２４ｃを介して主配線１６に供給されることから、母線１４での系統周波数ｆの変動を抑える電力として活用されることになる。つまり、系統周波数ｆの安定化に寄与することとなる。また、蓄電池２０からの充放電電力（出力電力）を、電池温度Ｔと目標温度Ｔｂとの差分ΔＴに基づく比例係数Ｋ（例えば比例制御、ＰＩＤ制御による比例係数）に応じた電力としているため、電池温度Ｔを効率よく目標温度Ｔｂに収束させることができる。

上述の例では、母線１４に設置した周波数計測器４８からの周波数情報によって系統周波数ｆを得るようにしたが、その他、電力会社又は系統管理者から系統周波数ｆや、系統周波数ｆと基準周波数ｆａとの偏差Δｆを取得するようにしてもよい。

上述した例では、追加用途が周波数調整である場合を示したが、その他、追加用途が需給調整である場合は、追加充放電電力出力部５２は、電力系統の発電電力と需用電力との差及び比例係数Ｋに基づいて追加充放電電力値を演算して充放電指令出力部５４に出力すればよい。

次に、第３の実施の形態に係る上位制御装置（第３上位制御装置４４Ｃと記す）は、上述した第２上位制御装置４４Ｂとほぼ同様の構成を有するが、図１４に示すように、指令充放電電力値Ｄの演算方式が一部異なる。なお、図１４において、括弧書きにて示す変数Ｐａ、Ｐ１等は、後述する第６上位制御装置での指令充放電電力値の演算方式を説明するために使用される。

すなわち、第３上位制御装置４４Ｃと第２上位制御装置４４Ｂは、減算器６８にて、系統周波数ｆと基準周波数ｆａとの差分Δｆをとり、該差分Δｆの時間の経過に伴う変化のうち、高周波成分の変化をハイパスフィルタ７６で抽出して後段の乗算器７０に供給する点で異なる。つまり、このハイパスフィルタ７６の出力ΔｆＨは、偏差Δｆの変化が激しいときに絶対値が大きくなり、偏差Δｆの変化が小さいときに絶対値が小さな値となる。

例えば、図１５に示すように、偏差Δｆの時間の経過に伴う変化には、低周波成分ΔｆＬと、高周波成分ΔｆＨとが含まれる場合がある。低周波成分ΔｆＬは、１つの比例係数更新周期Ｃａの半周期以上の長期間にわたって正又は負に留まるかたちとなるため、偏差Δｆに基づいて指令充放電電力値Ｄを演算すると、長期間にわたって蓄電池２０の放電のみあるいは充電のみが連続して行われることになり、ＳＯＣの変動が大きくなるおそれがある。一方、高周波成分ΔｆＨは、短い時間に正から負、負から正に移ることになる。そのため、ハイパスフィルタ７６によって、図１６に示すように、高周波成分ΔｆＨのみを抽出し、第３上位制御装置４４Ｃがこの高周波成分ΔｆＨに基づいて指令充放電電力値Ｄを演算することで、蓄電池２０に対する短時間の放電及び充電が交互に行われることになり、ＳＯＣの変動を抑えることができる。なお、上述した高周波成分ΔｆＨ以外の偏差（低周波成分ΔｆＬ）は、ハイパスフィルタ７６によって抽出されない。ハイパスフィルタ７６の遮断周波数は例えば１／３６００Ｈｚとすると、ＳＯＣの変動を抑えることができるため、好ましい。

従って、この第３の実施の形態の場合は、高周波成分ΔｆＨに基づく放電電力（正の電力）及び充電電力（負の電力）のみが直交変換器４６、第３変圧器２６ｃ及び第３遮断器２４ｃを介して主配線１６に供給されて、系統周波数ｆの安定に寄与することになる。

次に、第４の実施の形態に係る上位制御装置（第４上位制御装置４４Ｄと記す）は、上述した第２上位制御装置４４Ｂ（図７参照）とほぼ同様の構成を有するが、上限温度Ｔｍａｘ１及び比例係数Ｋｍ（Ｋｍは１以上の値）が使用される点で異なる。

ここで、第４上位制御装置４４Ｄの処理動作を図１７のフローチャートも参照しながら説明する。

先ず、図１７のステップＳ２０１〜ステップＳ２０６での処理は、上述した第２上位制御装置４４Ｂでの処理（図８のステップＳ１０１〜ステップＳ１０６）と同じであるため、その重複説明を省略する。

そして、ステップＳ２０６での処理が終了した段階、あるいは、ステップＳ２０１において、前回の比例係数更新時からの経過時間が比例係数更新周期を経過していないと判別された場合に、ステップＳ２０７に進み、追加充放電電力出力部５２は、追加充放電電力値を算出する。この場合、上述した第２上位制御装置４４Ｂでは、図１１に示すように、比例係数ＫとΔｆとを乗算して、追加充放電電力値を算出するが、この第４上位制御装置４４Ｄでは、比例係数Ｋに代えて、比例係数（Ｋｍ×Ｋ）とΔｆとを乗算して、追加充放電電力値を算出する。

その後、ステップＳ２０８において、充放電指令出力部５４は、電池温度が上限温度Ｔｍａｘ１以下であるか否かを判別する。電池温度が上限温度Ｔｍａｘ１以下であれば、次のステップＳ２０９に進み、充放電指令出力部５４は、基本充放電電力値と追加充放電電力値とから、指令充放電電力値Ｄを演算し、得られた指令充放電電力値ＤをＰＣＳ４２に出力する。一方、ステップＳ２０８において、電池温度が上限温度Ｔｍａｘ１より高いと判別された場合は、ステップＳ２１０に進み、充放電指令出力部５４は、追加充放電電力値を０として、指令充放電電力値Ｄを演算し、得られた指令充放電電力値ＤをＰＣＳ４２に出力する。

ステップＳ２０９での処理あるいはステップＳ２１０での処理が終了した段階で、次のステップＳ２１１に進み、第４上位制御装置４４Ｄは、システム終了要求があるか否かを判別する。システム終了要求でなければステップＳ２０１に戻り、ステップＳ２０１〜Ｓ２１１の処理を繰り返し、システム終了要求があれば、第４上位制御装置４４Ｄでの処理を終了する。

この第４上位制御装置４４Ｄでは、比例係数Ｋに代えて、比例係数（Ｋｍ×Ｋ）を用いることから、図１８に示すように、第２上位制御装置４４Ｂに比べて追加充放電電力値が大きな値となるため、それに応じて指令充放電電力値Ｄも大きくなり、蓄電池２０の温度の上昇率が大きくなる。そのため、ステップＳ２０８〜ステップＳ２１０での処理を行うことで、０以外の追加充放電電力を、連続的にではなく、間欠的に加えることができ、これにより、蓄電池２０の温度を、充放電に適した温度（目標温度Ｔｂに近い温度）に維持することができる。

通常、系統周波数ｆと基準周波数ｆａの偏差Δｆは、負荷変動が多い時間帯や、周波数調整のために発電電力を変更可能な発電機の容量が少ない時間帯に大きくなり、負荷変動が少ない時間帯や、周波数調整のために発電電力を変更可能な発電機の容量が多い時間帯に小さくなる。

この第４上位制御装置４４Ｄによれば、追加充放電電力値を間欠的に加えることができるため、系統周波数ｆと基準周波数ｆａの偏差Δｆが大きい時間帯に、追加充放電電力値を大きな値とすることで、系統周波数ｆの安定化に効果的に寄与させつつ、蓄電池２０の温度を充放電に適した温度に維持することができる。

また、自然エネルギー発電装置からの発電電力と計画出力電力の差は、太陽光発電の場合は日射量の予測値と実際の値の差が大きい時間帯、風力発電の場合は風況の予測値と実際の値の差が大きい時間帯に大きくなり、太陽光発電の場合は日射量の予測値と実際の値の差が小さい時間帯、風力発電の場合は風況の予測値と実際の値の差が小さい時間帯に小さくなる。

この第４上位制御装置４４Ｄによれば、追加充放電電力値を間欠的に加えることができるため、自然エネルギー発電装置からの発電電力と計画出力電力の差が大きい時間帯に、追加充放電電力値を大きな値とすることで、系統周波数ｆの安定化に効果的に寄与させつつ、蓄電池２０の温度を充放電に適した温度に維持することができる。

ところで、本実施の形態に係る電力制御システム１０が適用される電力系統１２は、図１９に示すように、複数の第１自然エネルギー発電システム（例えば風力発電システム等：以下、第１発電システム１００Ａと記す）が接続された第１連係発電システム１０２Ａを有するようにしてもよい。第１連係発電システム１０２Ａは第４遮断器２４ｄを介して母線１４に接続される。

各第１発電システム１００Ａは、第１支線１０４Ａにそれぞれ遮断器（図示せず）を介して接続され、風力発電装置１０６と、変圧器１０８とを有する。第１支線１０４Ａと主配線１６とは第４遮断器２４ｄを介して接続されている。従って、第１連係発電システム１０２Ａからの出力電力（発電電力）は、第４遮断器２４ｄを通じて母線１４に供給される。第１連係発電システム１０２Ａの出力端には第１連係発電システム１０２Ａからの出力電力Ｐ１を計測する第１電力センサ１１０Ａが接続されている。

第５の実施の形態に係る上位制御装置（以下、第５上位制御装置４４Ｅと記す）は、このような第１連係発電システム１０２Ａを有する電力系統１２に適用されたものである。この第５の実施の形態において、基本用途は、例えば停電時電源や負荷平準が挙げられ、また、追加用途は、例えば自然エネルギー（風力発電）の平滑化が挙げられる。すなわち、第１連係発電システム１０２Ａの出力電力Ｐ１の変動を緩和させる電力を追加充放電電力とすることで、蓄電池２０に熱エネルギーを供給して蓄電池２０の温度を目標温度Ｔｂ付近（目標温度Ｔｂ±５℃）に維持させる。

具体的には、第５上位制御装置４４Ｅは、上述した第２上位制御装置４４Ｂとほぼ同様の構成を有し、図２０に示すように、上述した基本充放電電力出力部５０、追加充放電電力出力部５２、充放電指令出力部５４と、第１連係発電システム１０２Ａの電力値Ｐ１を第１電力センサ１１０Ａを通じて取得する電力値取得部１１２とを有する。

ここで、第５上位制御装置４４Ｅの処理動作を図８のフローチャートも参照しながら説明する。

先ず、図８のステップＳ１０１において、追加充放電電力出力部５２は、比例係数の前回の更新時（前回の比例係数更新時）からの経過時間が、予め設定された比例係数の更新周期（比例係数更新周期）を経過したか否かを判別する。第５上位制御装置４４Ｅのシステム起動後、初めてこのステップＳ１０１を通る場合、あるいは、前回の比例係数更新時からの経過時間が比例係数更新周期を経過していれば、ステップＳ１０２に進み、追加充放電電力出力部５２は、電池温度Ｔが基準温度Ｔａ以下であるか否かを判別する。電池温度Ｔが基準温度Ｔａ以下であれば、次のステップＳ１０３に進み、追加充放電電力出力部５２は、蓄電池２０のＳＯＣが基準範囲内であるか否かを判別する。蓄電池２０のＳＯＣが基準範囲内であれば、次のステップＳ１０４に進み、比例係数演算部６０は、電池温度Ｔと目標温度Ｔｂとの差分ΔＴに基づく比例係数Ｋを演算する。比例係数Ｋの演算方式については上述したので（図９及び図１０参照）、ここではその重複説明を省略する。

一方、追加充放電電力出力部５２が、ステップＳ１０２において、電池温度Ｔが基準温度Ｔａより高いと判別した場合は、あるいは、ステップＳ１０３において、蓄電池２０のＳＯＣが基準範囲外であると判別した場合は、ステップＳ１０５に進み、比例係数演算部６０は、比例係数Ｋを０ＭＷ／Ｈｚとする。

ステップＳ１０４での処理あるいはステップＳ１０５での処理が終了した段階で、ステップＳ１０６に進み、比例係数演算部６０は、追加充放電電力出力部５２での追加充放電電力値の演算に用いられる比例係数Ｋとして、今回の比例係数（ステップＳ１０４あるいはステップＳ１０５にて得られた比例係数）に更新する。

ステップＳ１０６での処理が終了した段階、あるいは、ステップＳ１０１において、前回の比例係数更新時からの経過時間が比例係数更新周期を経過していないと判別された場合に、ステップＳ１０７に進み、追加充放電電力出力部５２は、第１連係発電システム１０２Ａからの出力電力値Ｐ１と計画出力電力値Ｐａとの偏差ΔＰ（偏差信号）及び比例係数Ｋに基づいて追加充放電電力値を演算する。その後、ステップＳ１０８において、充放電指令出力部５４は、基本充放電電力値と追加充放電電力値とから、指令充放電電力値Ｄを演算し、得られた指令充放電電力値ＤをＰＣＳ４２に出力する。

追加充放電電力値及び指令充放電電力値Ｄの演算方式については、図１１において、括弧書きにて示すように、減算器６８が、第１連係発電システム１０２Ａの出力電力Ｐ１と計画出力電力値Ｐａとの差分ΔＰをとり、該差分ΔＰと上述の比例係数演算部６０にて得られた比例係数Ｋとを乗算器７０にて乗算して追加充放電電力値Ｋ・ΔＰを得る。そして、加算器７２でこの追加充放電電力値Ｋ・ΔＰと基本充放電電力値Ｄｔとを加算し、さらに、リミッタ７４を通すことで指令充放電電力値Ｄが得られる。そして指令充放電電力値ＤがＰＣＳ４２に出力される。また、図１４において、括弧書きにて示すように、減算器６８が、第１連係発電システム１０２Ａの出力電力Ｐ１と計画出力電力値Ｐａとの差分ΔＰをとり、該差分ΔＰをハイパスフィルタ７６に通して高周波成分ΔＰＨを抽出する。この高周波成分ΔＰＨと上述の比例係数演算部６０にて得られた比例係数Ｋとを乗算器７０が乗算して追加充放電電力値Ｋ・ΔＰＨを得る。そして、この追加充放電電力値Ｋ・ΔＰＨと基本充放電電力値Ｄｔとを加算し、さらに、リミッタ７４を通すことで指令充放電電力値Ｄが得られる。得られた指令充放電電力値Ｄは、ＰＣＳ４２に出力される。なお、図８のステップＳ１０５を経て比例係数Ｋが０に設定された場合、充放電指令出力部５４からは、基本充放電電力値Ｄｔが指令充放電電力値ＤとしてＰＣＳ４２に出力される。そして、次のステップＳ１０９において、第５上位制御装置４４Ｅは、システム終了要求があるか否かを判別する。システム終了要求でなければステップＳ１０１に戻り、ステップＳ１０１〜Ｓ１０９の処理を繰り返し、システム終了要求があれば、第５上位制御装置４４Ｅでの処理を終了する。

この第５上位制御装置４４Ｅでは、例えば図２１に示すように、ある比例係数更新時点ｔ１において、電池温度Ｔが基準温度Ｔａ以上であることから、比例係数Ｋは０に設定され、追加充放電電力値値は０ＭＷに設定される。これにより、例えば基準充放電電力値が０であれば、指令充放電電力値も０になることから、蓄電池２０に対する充放電処理は行われず、電池温度Ｔは低下することとなる。そして、次の比例係数更新時点ｔ２において、電池温度Ｔが基準温度Ｔａ以下であることから、比例係数Ｋは、比例係数更新時点ｔ２での電池温度Ｔと目標温度Ｔｂとの差分ΔＴに応じた値Ｋａに設定される。追加充放電電力値は、比例係数Ｋａと偏差ΔＰに応じた値に設定され、基本充放電電力値Ｄｔと加算されて指令充放電電力値Ｄとして逐次出力されることになる。ＰＣＳ４２は、順次供給される指令充放電電力値Ｄに従って蓄電池２０を充放電する。この場合、第１連係発電システム１０２Ａの出力電力Ｐ１＜計画出力電力Ｐａのときに放電が行われて、蓄電池２０から供給される直流電力は直交変換器４６で交流電力に変換されて主配線１６に供給され、また、第１連係発電システム１０２Ａの出力電力Ｐ１＞計画出力電力Ｐａのときに充電が行われて、蓄電池２０には、主配線１６からの交流電力が直交変換器４６で直流電力に変換されて供給される。

次の比例係数更新時点ｔ３においても、電池温度Ｔが基準温度Ｔａより低いことから、比例係数Ｋは、電池温度Ｔと目標温度Ｔｂとの差分ΔＴに応じた値Ｋｂに設定され、指令充放電電力値Ｄは比例係数Ｋｂと偏差ΔＰに応じた値に設定されて逐次出力されることになる。この場合、差分ΔＴが時点ｔ２での差分ΔＴよりも小さな値であるため、比例係数Ｋｂも比例係数Ｋａよりも小さな値に変更されている。従って、指令充放電電力値Ｄもそれに応じて小さな値となっている。

このように、一連の充放電サイクルによる蓄電池２０からの充放電電力は、第１連係発電システム１０２Ａの出力電力Ｐ１と計画出力電力Ｐａとの偏差ΔＰに比例した充放電電力であり、第１連係発電システム１０２Ａからの出力電力Ｐ１の計画出力電力Ｐａに対する変動を緩和する作用を行う。つまり、一連の充放電サイクルによる蓄電池２０からの充放電電力は、第１連係発電システム１０２Ａの出力電力Ｐ１の変動を緩和する電力として活用されることになり、第１連係発電システム１０２Ａの出力安定化に寄与することとなる。また、この場合も、蓄電池２０からの充放電電力を、電池温度Ｔと目標温度Ｔｂとの差分ΔＴに基づく比例係数Ｋ（例えば比例制御、ＰＩＤ制御による比例係数）に応じた電力としているため、蓄電池２０の温度Ｔを効率よく目標温度Ｔｂに収束させることができる。

また、この第５上位制御装置４４Ｅにおいても、図１４に示すように、ハイパスフィルタ７６によって、高周波成分ΔｆＨのみを抽出し、この高周波成分ΔｆＨに基づいて、追加充放電電力値及び指令充放電電力値Ｄを演算することで、蓄電池２０に対し短時間の放電及び充電が交互に行われることになり、ＳＯＣの変動を抑えることができる。

上述した追加用途の充放電は、ヒーター３８の代わりとなるため、蓄電池２０は、常に追加用途の電力（追加充放電電力）が供給されるわけではないが、追加用途での役割（この例では自然エネルギーの平滑化）を果たすことで、系統周波数の安定化に寄与するので、例えば系統内の火力発電機のタービンの損耗抑制、系統内の発電機や蓄電池２０の総設備容量の低減、蓄電池２０が出力電力の変更を高速にできることによる迅速な調整、等の効果が期待できる。

また、電力制御システム１０が適用される電力系統１２は、図２２に示すように、複数の第２自然エネルギー発電システム（例えば太陽発電システム等：以下、第２発電システム１００Ｂと記す）が接続された第２連係発電システム１０２Ｂを有するようにしてもよい。第２連係発電システム１０２Ｂは第５遮断器２４ｅを介して母線１４に接続される。また、第２連係発電システム１０２Ｂの出力端には第２連係発電システム１０２Ｂからの出力電力Ｐ２を計測する第２電力センサ１１０Ｂが接続されている。第２連係発電システム１０２Ｂを用いた電力系統１２のその他の結線関係は、第１連係発電システム１０２Ａを用いた電力系統１２の場合とほぼ同様である。

特に、第２連係発電システム１０２Ｂでは、太陽光を利用することから、発電可能な時間帯が制限されている。例えば、第２連係発電システム１０２Ｂは、８時〜１６時にかけて発電し、１６時〜翌日の８時までは発電電力がおおよそ０となる。

第６の実施の形態に係る上位制御装置（以下、第６上位制御装置４４Ｆと記す）は、このような第２連係発電システム１０２Ｂを有する電力系統１２に適用されたものである。この第６の実施の形態において、基本用途は、例えば自然エネルギーの平滑化が挙げられ、また、追加用途は、例えば周波数調整、需給調整が挙げられる。

すなわち、この第６の実施の形態においては、基本充放電電力として、第２連係発電システム１０２Ｂの出力電力Ｐ２の変動を緩和させる電力が出力される。出力電力Ｐ２の変動が少ない場合（例えば雲が一様に空を覆う曇天の時間帯）や、出力電力Ｐ２が０の場合（夜間）において、電池温度Ｔが基準温度Ｔａより低下した場合は、第２上位制御装置４４Ｂや第３上位制御装置４４Ｃと同様に、第６上位制御装置４４Ｆは、系統周波数ｆの変動を抑える動作を行うことで、蓄電池２０に熱エネルギーを供給して電池温度Ｔを目標温度Ｔｂ付近（目標温度Ｔｂ±５℃）に維持させる。

ここで、第６上位制御装置４４Ｆの処理動作を図８のフローチャート及び図２３も参照しながら説明する。

先ず、例えば８時〜１６時にかけて、第２連係発電システム１０２Ｂが発電することから、基本充放電電力出力部５０は、第２連係発電システム１０２Ｂでの発電電力の変動を吸収又は緩和するような基本充放電電力値を出力する。このとき、例えば図２３に示すように、電池温度Ｔが基準温度Ｔａよりも高いことから、図８のステップＳ１０５にて、比例係数Ｋ＝０ＭＷ／Ｈｚとされ、これにより、追加充放電電力値が０となり、充放電指令出力部５４からは、基本充放電電力値が指令充放電電力値として出力される。その結果、蓄電池２０からの出力電力Ｐは、第２連係発電システム１０２Ｂでの発電電力Ｐ２の変動を吸収又は緩和し、発電電力Ｐ２を計画出力電力Ｐａに平滑化させる。

そして、第２連係発電システム１０２Ｂの発電電力変動が小さくなると、電池温度Ｔが徐々に低下していき、基準温度Ｔａ以下になった段階で、図８のステップＳ１０３以降の処理が行われることになる。

この第６上位制御装置４４Ｆでは、図２３に示すように、第２連係発電システム１０２Ｂの発電電力Ｐ２の緩和処理が終わった後の夜間において、蓄電池２０から系統周波数ｆと基準周波数ｆａとの偏差Δｆに比例した充放電電力を発生させることから、夜間での蓄電池２０の温度の大幅な低下、ＳＯＣの変動を抑えることができる。しかも、この充放電電力は第３遮断器２４ｃを介して主配線１６に供給されることから、母線１４や主配線１６での系統周波数ｆの変動を抑える電力として活用されることになる。つまり、系統周波数ｆの安定化に寄与することとなる。また、蓄電池２０からの充放電電力を、電池温度Ｔと目標温度Ｔｂとの差分ΔＴに基づく比例係数Ｋ（例えば比例制御、ＰＩＤ制御による比例係数）に応じた電力としているため、蓄電池２０の電池温度Ｔを効率よく目標温度Ｔｂに収束させることができる。

次に、電力系統１２としては、図２４に示すように、上述した第１連係発電システム１０２Ａと第２連係発電システム１０２Ｂが混在する場合もある。

第７の実施の形態に係る上位制御装置（以下、第７上位制御装置４４Ｇと記す）は、このような第１連係発電システム１０２Ａ及び第２連係発電システム１０２Ｂを有する電力系統１２に適用されたものである。この第７の実施の形態において、基本用途は、例えば自然エネルギー（太陽光発電）の平滑化が挙げられ、また、追加用途は、例えば自然エネルギー（風力発電）の平滑化が挙げられる。

すなわち、この第７上位制御装置４４Ｇは、上述した第５上位制御装置４４Ｅとほぼ同様の構成を有し、第２連係発電システム１０２Ｂの出力電力Ｐ２の変動を緩和させる電力を基本充放電電力とし、第１連係発電システム１０２Ａの出力電力Ｐ１の変動を緩和させる電力を追加充放電電力とすることで、蓄電池２０に熱エネルギーを供給して蓄電池２０の温度を目標温度Ｔｂ付近（目標温度Ｔｂ±５℃）に維持させる。

ここで、第７上位制御装置４４Ｇの処理動作を図８のフローチャート及び図２３も参照しながら説明する。

先ず、例えば８時〜１６時にかけて、第２連係発電システム１０２Ｂが発電することから、基本充放電電力出力部５０は、第２連係発電システム１０２Ｂでの発電電力の変動を吸収又は緩和するような基本充放電電力値を出力する。このとき、例えば図２３に示すように、電池温度Ｔが基準温度Ｔａよりも高いことから、図８のステップＳ１０５にて、比例係数Ｋ＝０ＭＷ／Ｈｚとされ、これにより、追加充放電電力値が０となり、充放電指令出力部５４からは、基本充放電電力値が指令充放電電力値として出力される。その結果、蓄電池２０からの出力電力Ｐは、第２連係発電システム１０２Ｂでの発電電力Ｐ２の変動を吸収又は緩和し、発電電力Ｐ２を計画出力電力Ｐａに平滑化させる。

そして、第２連係発電システム１０２Ｂでの発電電力Ｐ２がおおよそ０になると、電池温度Ｔが徐々に低下していき、基準温度Ｔａ以下になった段階で、図８のステップＳ１０３以降の処理が行われることになる。

この第７上位制御装置４４Ｇでは、図２３に示すように、第２連係発電システム１０２Ｂの発電電力Ｐ２の緩和処理が終わった後の夜間において、上述した第５上位制御装置４４Ｅと同様に、第７上位制御装置４４Ｇは、蓄電池２０から第１連係発電システム１０２Ａからの出力電力値Ｐ１と計画出力電力値Ｐａとの偏差ΔＰに基づく充放電電力を発生させることから、夜間での蓄電池２０の温度の大幅な低下、ＳＯＣの変動を抑えることができる。しかも、この充放電電力は第３遮断器２４ｃを介して主配線１６に供給されることから、第１連係発電システム１０２Ａからの出力電力Ｐ１の計画出力電力Ｐ１に対する変動を緩和する電力となる。また、蓄電池２０からの充放電電力を、電池温度Ｔと目標温度Ｔｂとの差分ΔＴに基づく比例係数Ｋ（例えば比例制御、ＰＩＤ制御による比例係数）に応じた電力としているため、蓄電池２０の電池温度Ｔを効率よく目標温度Ｔｂに収束させることができる。

上述した第６及び第７の実施の形態においては、基本用途として、自然エネルギー（太陽光発電）の平滑化に適用した場合を示しているが、太陽光発電のほか、風力発電等の他の自然エネルギーの平滑化にも適用できることはもちろんである。

上述した電力制御システム１０に関し、いくつかの変形例について、以下に説明する。なお、第１上位制御装置４４Ａ〜第７上位制御装置４４Ｇは、上位制御装置４４とも総称される。

先ず、上位制御装置４４は、ＰＣＳ４２とは独立に設置してもよいし、ＰＣＳ４２に組み込んでもよい。あるいは、さらに上位の管理装置に組み込んでもよいし、電池制御装置３２に組み込んでもよい。

もちろん、上位制御装置４４の一部の機能を、ＰＣＳ４２に組み込んでもよいし、あるいは、さらに上位の管理装置に組み込んでもよいし、電池制御装置３２に組み込んでもよい。

本発明の本実施の形態に係る発電システムは、停電時の電力源として使用する場合に有効であるが、その他、自然エネルギー発電システムの出力電力の平滑化や、負荷平準化等にも適用することができる。

また、上述の例では、偏差Δｆをハイパスフィルタ７６に通して高周波成分の偏差ΔｆＨを抽出するようにしたが、その他、偏差Δｆに一次遅れフィルタ処理を施して低周波成分ΔｆＬを得、偏差ΔｆからΔｆＬを差し引くことで、高周波成分ΔｆＨを抽出することができる。

上述した第１上位制御装置４４Ａ〜第７上位制御装置４４Ｇの各機能は、ＣＰＵ及びメモリを備える組み込みコンピュータに制御プログラムを実行させることにより実現させてもよいし、ハードウエアにより実現させてもよい。

なお、本発明に係る蓄電池の制御方法、蓄電池の制御装置及び電力制御システムは、上述の実施の形態に限らず、添付の特許請求の範囲に記載される本発明の要旨を逸脱することなく、種々の構成を採り得ることはもちろんである。

Claims (15)

1. 電力系統（１２）に接続され、
   少なくとも起動時にヒーターへの電力供給によって熱エネルギーが供給される高温動作型の蓄電池（２０）の制御方法において、
   前記蓄電池の起動後であって、且つ、前記蓄電池（２０）の温度が基準温度以下のときに、
   前記ヒーターへの電力供給に優先して、前記蓄電池（２０）に対して、予め設定された蓄電池の運転方法に基づく充放電電力に、連続した充電時間及び連続した放電時間がそれぞれ１時間以下の充放電サイクルに相当する充放電電力を加えた充放電電力で充放電を行うことで、前記蓄電池（２０）に熱エネルギーを供給し、
   前記充放電サイクルによる前記蓄電池（２０）への熱エネルギーの供給量を、前記充放電電力の平均振幅を増減させて調節することを特徴とする蓄電池の制御方法。
2. 電力系統（１２）に接続され、
   少なくとも起動時にヒーターへの電力供給によって熱エネルギーが供給される高温動作型の蓄電池（２０）の制御方法において、
   前記蓄電池の起動後であって、且つ、前記蓄電池（２０）の温度が基準温度以下のときに、
   前記ヒーターへの電力供給に優先して、前記蓄電池（２０）に対して、予め設定された蓄電池の運転方法に基づく充放電電力に、連続した充電時間及び連続した放電時間がそれぞれ１時間以下の充放電サイクルに相当する充放電電力を加えた充放電電力で充放電を行うことで、前記蓄電池（２０）に熱エネルギーを供給し、
   前記充放電サイクルによる前記蓄電池（２０）への熱エネルギーの供給量を、前記蓄電池（２０）の待機状態の時間帯のうち、前記充放電サイクルを行う時間と、前記充放電サイクルを行わない時間との比率を増減させて調節することを特徴とする蓄電池の制御方法。
3. 電力系統（１２）に接続され、
   少なくとも起動時にヒーターへの電力供給によって熱エネルギーが供給される高温動作型の蓄電池（２０）の制御方法において、
   前記蓄電池の起動後であって、且つ、前記蓄電池（２０）の温度が基準温度以下のときに、
   前記ヒーターへの電力供給に優先して、前記蓄電池（２０）に対して、予め設定された蓄電池の運転方法に基づく充放電電力に、連続した充電時間及び連続した放電時間がそれぞれ１時間以下の充放電サイクルに相当する充放電電力を加えた充放電電力で充放電を行うことで、前記蓄電池（２０）に熱エネルギーを供給し、
   前記予め設定された蓄電池（２０）の運転方法に基づく充放電電力に前記充放電サイクルに相当する充放電電力を加える制御による充放電での前記蓄電池（２０）の目標温度をＴｂ、前記蓄電池（２０）のヒーター（３８）を制御することによる前記蓄電池（２０）の目標温度をＴｃとしたとき、
   Ｔｂ＞Ｔｃ
   となるように設定したことを特徴とする蓄電池の制御方法。
4. 電力系統（１２）に接続され、
   少なくとも起動時にヒーターへの電力供給によって熱エネルギーが供給される高温動作型の蓄電池（２０）の制御方法において、
   前記蓄電池の起動後であって、且つ、前記蓄電池（２０）の温度が基準温度以下のときに、
   前記ヒーターへの電力供給に優先して、前記蓄電池（２０）に対して、予め設定された蓄電池の運転方法に基づく充放電電力に、連続した充電時間及び連続した放電時間がそれぞれ１時間以下の充放電サイクルに相当する充放電電力を加えた充放電電力で充放電を行うことで、前記蓄電池（２０）に熱エネルギーを供給し、
   設定温度を、前記蓄電池（２０）の充放電運転を許容する温度上限となるように設定し、
   前記蓄電池（２０）の温度が、前記設定温度以上となった場合に、前記充放電サイクルに相当する充放電電力を加える制御を実施しないことを特徴とする蓄電池の制御方法。
5. 請求項１〜４のいずれか１項に記載の蓄電池の制御方法において、
   前記充放電サイクルによる前記蓄電池（２０）からの充放電電力は、
   前記電力系統（１２）の周波数と基準周波数との差に基づく偏差信号に基づいた充放電電力であることを特徴とする蓄電池の制御方法。
6. 請求項１〜４のいずれか１項に記載の蓄電池の制御方法において、
   前記充放電サイクルによる前記蓄電池（２０）からの充放電電力は、
   前記電力系統（１２）の発電電力と需用電力との差に基づく偏差信号に基づいた充放電電力であることを特徴とする蓄電池の制御方法。
7. 請求項１〜４のいずれか１項に記載の蓄電池の制御方法において、
   前記充放電サイクルによる前記蓄電池（２０）からの充放電電力は、
   前記電力系統（１２）に接続された自然エネルギー発電装置からの発電電力と計画出力電力との差に基づく偏差信号に基づいた充放電電力であることを特徴とする蓄電池の制御方法。
8. 請求項５〜７のいずれか１項に記載の蓄電池の制御方法において、
   前記充放電サイクルによる前記蓄電池（２０）からの充放電電力は、
   前記偏差信号の高周波成分に基づいた充放電電力であることを特徴とする蓄電池の制御方法。
9. 請求項８記載の蓄電池の制御方法において、
   前記高周波成分は、
   遮断周波数が１／３６００Ｈｚ以下であるハイパスフィルタ（７６）にて抽出されることを特徴とする蓄電池の制御方法。
10. 請求項１〜９のいずれか１項に記載の蓄電池の制御方法を行うことを特徴とする蓄電池の制御装置。
11. 請求項１０記載の蓄電池の制御装置を有する電力制御システムにおいて、
    前記電力系統（１２）の周波数が、前記電力系統（１２）に設置された周波数計測器（４８）から前記制御装置に入力されることを特徴とする電力制御システム。
12. 請求項１０記載の蓄電池の制御装置を有する電力制御システムにおいて、
    前記電力系統（１２）の周波数、又は、前記電力系統（１２）の周波数と基準周波数との偏差が、電力会社又は系統管理者から前記制御装置に入力されることを特徴とする電力制御システム。
13. 請求項１０記載の蓄電池の制御装置を有する電力制御システムにおいて、
    予め設定された蓄電池の運転方法が、
    前記電力系統（１２）が停電している時間帯に、前記蓄電池（２０）から負荷に電力を供給する運転であることを特徴とする電力制御システム。
14. 請求項１０記載の蓄電池の制御装置を有する電力制御システムにおいて、
    予め設定された蓄電池の運転方法が、
    負荷平準化のための運転であることを特徴とする電力制御システム。
15. 請求項１０記載の蓄電池の制御装置を有する電力制御システムにおいて、
    予め設定された蓄電池の運転方法が、
    自然エネルギー発電電力を平滑するための運転であることを特徴とする電力制御システム。

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